唐坤利 唐曉梅 韓繼博 楊麗紅 段彤菲

1中國(guó)石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠

2中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司采氣一廠

原油集輸系統(tǒng)[1-6]主要負(fù)責(zé)油田采出液的集中、處理、儲(chǔ)存和輸送，它既是油田生產(chǎn)中的重要環(huán)節(jié)，也是電力、熱能等資源的耗能大戶。目前，中國(guó)陸上油田從總體上講已進(jìn)入高含水后期，而水的比熱容幾乎是原油的2倍，隨著含水率上升，采出液總量也不斷上升，加熱集輸在全國(guó)油田內(nèi)比較普遍，特別在北方冬季嚴(yán)寒，集輸原油加熱能耗也隨之迅速增長(zhǎng)。如能實(shí)現(xiàn)高含水油田集輸系統(tǒng)[7-10]的常溫運(yùn)行，并實(shí)現(xiàn)低溫條件下脫水及水處理，將大大降低集輸成本。因此，彩南油田開(kāi)展油田常溫集輸一體化研究，為油田常溫集輸提供技術(shù)支撐。

1 項(xiàng)目簡(jiǎn)介

彩南油田采出液含水高、上升快，集輸處理能耗高。外輸交氣率僅在51%左右，集輸處理年耗氣量達(dá)315×104m3，天然氣單耗在1.45 m3/t左右。

破乳劑加注量40 mg/L，超出30 mg/L設(shè)計(jì)加藥量，增加用量30 t/a，增加了運(yùn)行成本。

彩南油田常溫集輸一體化研究路線見(jiàn)圖1。

圖1 常溫集輸一體化研究思路Fig.1 Research idea of normal temperature gathering and transportation integration

2 常溫集輸?shù)呐卸?/h2>

2.1 單井常溫集輸理論依據(jù)

根據(jù)油田開(kāi)發(fā)初期、中期、后期三大階段，將油田采出液分為低、中、高含水三種采出液，分別進(jìn)行常溫集輸邊界條件理論判斷和方法的研究。

2.1.1 低含水原油（含水率≤5%）

測(cè)定原油動(dòng)態(tài)凝點(diǎn)，對(duì)比集輸管線末端采出液出口溫度，當(dāng)出口溫度低于原油動(dòng)態(tài)凝點(diǎn)時(shí)，常溫集輸風(fēng)險(xiǎn)很大，否則可以實(shí)現(xiàn)常溫集輸。需要測(cè)定原油動(dòng)態(tài)凝點(diǎn)，根據(jù)不同油井井況推算管線理論出口溫度。

參考石油產(chǎn)品凝固點(diǎn)試驗(yàn)方法（GB 510—1983），在測(cè)定原油凝點(diǎn)溫度時(shí)，原油傾斜時(shí)所受剪切應(yīng)力經(jīng)驗(yàn)值為5～15 Pa，因此，模擬現(xiàn)場(chǎng)工況對(duì)應(yīng)流速下的原油剪切應(yīng)力為5～15 Pa 時(shí)的溫度即為原油動(dòng)態(tài)凝固點(diǎn)。測(cè)量方法：根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)流速，確定預(yù)剪切速率，在該速度下測(cè)定不同溫度條件下原油的剪切應(yīng)力，通過(guò)應(yīng)力的測(cè)定確定原油特定工況條件下的動(dòng)態(tài)凝固點(diǎn)，為方法建立提供依據(jù)。

依據(jù)蘇霍夫溫降公式推算管線出口溫度為

式中：TL為原油流經(jīng)長(zhǎng)為L(zhǎng)的管段后的溫度，℃；To為周?chē)橘|(zhì)的自然溫度（實(shí)際地溫），℃；TQ為原油輸送起始溫度，℃；K為總傳熱系數(shù)，根據(jù)管材的實(shí)際參數(shù)一般取1.5 W/(m2·℃)；D為管道內(nèi)徑，取集油管匯的實(shí)際內(nèi)徑，m；L為單井到計(jì)量站的實(shí)際距離，m；G為質(zhì)量流量，kg/s ；C為原油比熱容2 000 J/(kg·℃)。

2.1.2 中含水率原油（含水率5%～轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率）

對(duì)于含蠟原油，當(dāng)溫度高于原油反常點(diǎn)溫度時(shí)，原油表現(xiàn)出牛頓流體特性，流變方程符合牛頓流體方程；當(dāng)測(cè)試溫度低于原油反常點(diǎn)溫度時(shí)，原油表現(xiàn)出非牛頓流體特性。根據(jù)流變方程擬合出總壓差，在井口產(chǎn)量、溫度、埋地溫度、管道輸送距離確定的條件下，從不同產(chǎn)液量增壓趨勢(shì)圖中查出相應(yīng)增壓數(shù)據(jù)，當(dāng)增加壓力值加上管網(wǎng)監(jiān)測(cè)回壓小于1.5 MPa 時(shí)，可以保障原油安全集輸。以西山窯井組油藏油井計(jì)算為例，通過(guò)擬合計(jì)算不同產(chǎn)液量、不同管徑回壓增壓形成趨勢(shì)圖（圖2 和圖3）。如產(chǎn)液量10 t/d、管長(zhǎng)200 m、管徑50 mm 的油井，從圖3 查出極限狀況下增加壓力為0.5 MPa，當(dāng)平常監(jiān)測(cè)回壓小于1.0 MPa時(shí)，即可不加熱集輸。

圖2 西山窯井組油藏產(chǎn)液3 t/d單井增壓趨勢(shì)Fig.2 Single well pressurization trend with liquid production capacity of 3 t/d in Xishan Yaojing Formation

圖3 西山窯井組油藏產(chǎn)液10 t/d單井增壓趨勢(shì)Fig.3 Single well pressurization trend with liquid production capacity of 10 t/d in Xishan Yaojing Formation

2.1.3 高含水率原油（≥轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率）

當(dāng)原油含水率達(dá)到轉(zhuǎn)相點(diǎn)時(shí)，即從O/W型乳液轉(zhuǎn)變?yōu)閃/O 型乳液時(shí)的含水率，將形成部分水外相，含水原油黏度將明顯下降，能夠降低摩阻，有利于單井開(kāi)展常溫集輸工作。通過(guò)測(cè)定和分析彩南現(xiàn)場(chǎng)采出液平均溫度（約40 ℃）條件下油水轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率，可以初步判斷各層位原油采出液不同含水率實(shí)施常溫集輸?shù)陌踩?。原油轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率測(cè)量方法：在一定溫度下用脫水測(cè)試瓶測(cè)定不同含水原油在短時(shí)間內(nèi)（室內(nèi)試驗(yàn)5 min）有大量水脫出情況，含水比例越高越容易形成水包油狀態(tài)，5 min內(nèi)明顯脫出較多水，此含水比例即可作為轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率。

2.2 集輸判斷方法的建立

根據(jù)油田不同層位原油動(dòng)態(tài)凝點(diǎn)、轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率、彩南單井及計(jì)量站臨界流量計(jì)算表，將彩南原油轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率定為50%，見(jiàn)表1。根據(jù)單井和計(jì)量站管線長(zhǎng)度，充滿液量和放大1～3倍系數(shù)，將單井3 t/d、計(jì)量站70 t/d 定為臨界液量判斷條件，由此建立3種集輸判斷方法。該常溫集輸判斷方法適用連開(kāi)油井和計(jì)量站，計(jì)量站為密閉集輸站（圖4）。

表1 各層位油井動(dòng)態(tài)凝點(diǎn)及40 ℃轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率Tab.1 Oil well dynamic condensation point in each lager and moisture content of 40 ℃phase inversion point

2.3 單井和計(jì)量站推斷流程

圖4 單井常溫集輸判斷方法Fig.4 Single well normal temperature gathering and transferring judgment method

依據(jù)判斷方法，建立了單井和計(jì)量站推斷流程。統(tǒng)計(jì)的423 口井中，可常溫集輸?shù)挠?41 口，風(fēng)險(xiǎn)較大的有44口，風(fēng)險(xiǎn)大的有38口。39座計(jì)量站中，其中可常溫集輸?shù)挠?5 座，風(fēng)險(xiǎn)較大的有10 座，風(fēng)險(xiǎn)大的有1 座，3 座使用太陽(yáng)能加熱的計(jì)量站不在常溫集輸范圍內(nèi)。推斷流程如圖5和圖6所示。

圖5 單井常溫集輸判斷流程Fig.5 Single well normal temperature gathering and transferring judgement process

圖6 計(jì)量站常溫集輸判斷流程Fig.6 Metering station normal temperature gathering and transferring judgement process

2.4 擴(kuò)大常溫集輸實(shí)施范圍

通過(guò)多效藥劑及配套設(shè)備的研發(fā)，從前端解決油井腐蝕、結(jié)垢、結(jié)蠟問(wèn)題，同時(shí)實(shí)現(xiàn)采出液提前破乳，利于站內(nèi)原油脫水，實(shí)現(xiàn)井口降凝、降黏，降低原油集輸阻力，利于常溫集輸，達(dá)到源頭治理，一劑多效的目的。思路是通過(guò)對(duì)藥劑篩選及復(fù)配形成多效藥劑，實(shí)現(xiàn)一劑多效降低成本的目的。

表2 三防藥劑室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果Tab.2 Laboratory evaluation results of three-proofing agent

2.4.1 三防藥劑室內(nèi)評(píng)價(jià)效果

針對(duì)油田采出液室內(nèi)篩選了較好的單劑，并進(jìn)行復(fù)配，形成了針對(duì)不同含水油井的5個(gè)配方，并對(duì)藥劑效果進(jìn)行了篩選評(píng)價(jià)，試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。最終確定低含水、高含水油井最優(yōu)配方分別為A3和B2。

通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)，三防藥劑可降低各層位油井采出液轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率5%～10%，降低動(dòng)態(tài)凝點(diǎn)，增加低含水油井常溫集輸距離，降低中含水井常溫集輸?shù)娘L(fēng)險(xiǎn)。如針對(duì)三工河油藏產(chǎn)液量3 t/d的油井安全集輸距離增加150 m，產(chǎn)液量6 t/d 的油井增加300 m（圖7）。

圖7 三工河油藏管徑50 mm時(shí)不同產(chǎn)液量原油溫降曲線Fig.7 Crude oil temperature drop curve with different liquid production at pipe diameter of 50 mm in Sangonghe Reservoir

2.4.2 單井加熱控制方式優(yōu)化

現(xiàn)有單井電加熱器通過(guò)人工設(shè)定溫度的方式控制電加熱器的啟停，無(wú)法根據(jù)回壓實(shí)時(shí)設(shè)定溫度而使單井回壓維持在一個(gè)合理范圍內(nèi)，而造成電量浪費(fèi)。因此，把單井電加熱器利用溫度控制啟停改為利用單井回壓來(lái)控制，原電加熱器的溫度控制只作為防干燒的功能。通過(guò)設(shè)定合理的單井回壓值控制電加熱器的啟停，減少了加熱時(shí)間，實(shí)現(xiàn)了節(jié)能降耗的目的。

選井條件：①安裝電加熱器的油井，根據(jù)前期的分析結(jié)果，常溫集輸風(fēng)險(xiǎn)大或較大的井；②電加熱器使用時(shí)間長(zhǎng)、能耗大的油井；③單井回壓波動(dòng)大，回壓易升高的井。

3 常溫集輸配套工藝技術(shù)

3.1 原油高效脫水工藝技術(shù)

3.1.1 油田原油最低集輸溫度

為探索原油在集輸過(guò)程中油水分離狀態(tài)，對(duì)彩南原油進(jìn)行常溫集輸轉(zhuǎn)相點(diǎn)試驗(yàn)。根據(jù)表3中的數(shù)據(jù)可知，彩南原油在25 ℃時(shí)脫水量明顯增大，采出液在集輸管線易處于水包油狀態(tài)，即溫度不低于25 ℃時(shí)，對(duì)于原油的輸送和預(yù)脫水影響不大。

表3 彩南原油常溫集輸轉(zhuǎn)相點(diǎn)試驗(yàn)Tab.3 Cold transportation phase inversion point test of Cainan crude oil

3.1.2 聯(lián)合站原油最低脫水溫度

國(guó)內(nèi)油田脫水經(jīng)驗(yàn)表明，對(duì)于石蠟基原油，脫水溫度通常高于析蠟點(diǎn)5～10 ℃。采用黏度-溫度分析法，擬合彩南原油的析蠟點(diǎn)，以此為依據(jù)確定彩南低溫脫水最低溫度。通過(guò)黏溫曲線，得出彩南原油析蠟點(diǎn)約30 ℃，最低脫水溫度約35 ℃。

3.1.3 低溫破乳劑脫水篩選評(píng)價(jià)

（1）藥劑篩選：采用SY/T 5281 中方法，將新合成的破乳劑與現(xiàn)場(chǎng)破乳劑進(jìn)行脫水評(píng)價(jià)，加藥量為30 mg/L。由表4 可知，降低脫水溫度后，破乳劑脫水效果均有所下降，但8#藥效果最好。

（2）加藥量評(píng)價(jià)：采用燒杯模擬大罐沉降法進(jìn)行脫水效果評(píng)價(jià)，脫水評(píng)價(jià)溫度為35 ℃，破乳劑加藥量為30 mg/L。由表5可知，8#藥劑脫水效果好于現(xiàn)場(chǎng)破乳劑。

表4 破乳劑低溫脫水效果Tab.4 Demulsifier dehydration effect at low temperature

表5 模擬大罐法評(píng)價(jià)結(jié)果Tab.5 Evaluation results of big tank simulation method

3.2 低溫水處理工藝技術(shù)

油田常溫集輸使進(jìn)入聯(lián)合站內(nèi)水的溫度降低，三相分離器中間層加厚，從而使調(diào)儲(chǔ)罐內(nèi)含油和懸浮物增加，使水處理難度增加。研究的主要方向是對(duì)現(xiàn)用藥劑和其他藥劑的凈水和助凝效果、加注量進(jìn)行室內(nèi)評(píng)價(jià)，以確定常溫集輸后的低溫水處理藥劑體系。經(jīng)試驗(yàn)評(píng)價(jià)現(xiàn)用的1#凈水劑和1#助凝劑藥劑及投加方案可滿足低溫水處理要求。

4 常溫集輸試驗(yàn)

4.1 單井常溫集輸試驗(yàn)

根據(jù)室內(nèi)常溫集輸邊界條件研究，2015 年1月，選取符合邊界條件的6口井進(jìn)行不加熱集輸試驗(yàn)，用Minitab軟件做回壓的I-MR控制圖，并收集現(xiàn)場(chǎng)相關(guān)參數(shù)，在此以C1113 井?dāng)?shù)據(jù)（表6）展示。實(shí)施過(guò)程中平均回壓穩(wěn)定，未見(jiàn)明顯升高趨勢(shì)，沒(méi)有出現(xiàn)凝管的現(xiàn)象。

表6 C1113井實(shí)施常溫集輸后現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)Tab.6 On-site monitoring data of C1113 well after normal temperature gathering and transferring

4.2 單井加熱控制方式優(yōu)化試驗(yàn)

2015 年6 月，先進(jìn)行了2 口井的試驗(yàn)，2016年又進(jìn)行了86 口井單井RTU 或電加熱器的改造，平均節(jié)電率88.36%，單井回壓控制平穩(wěn)。節(jié)電數(shù)據(jù)見(jiàn)表7。

表7 試驗(yàn)節(jié)電數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Tab.7 Data statistics of energy-saving test

4.3 油田常溫集輸試驗(yàn)

試驗(yàn)順序按照先單井后干線。風(fēng)險(xiǎn)控制按照先小后大的原則逐步推廣，以此實(shí)現(xiàn)整個(gè)油田全面常溫集輸。至2016 年12 月彩南油田實(shí)現(xiàn)常溫集輸井341 口，占比80.6%；計(jì)量站35 座，占比90%；82口單井的加熱方式得到優(yōu)化，占比19.4%。

油田實(shí)施常溫集輸后單井溫度降低約15 ℃，計(jì)量站停爐期間溫度降低6～8 ℃。運(yùn)行至今未發(fā)現(xiàn)凝管或回壓劇增的情況，原油和污水處理系統(tǒng)運(yùn)行正常。油田集輸和處理天然氣單耗由1.62 m3/t下降至0.06 m3/t，如圖8所示。

表8 經(jīng)濟(jì)效益統(tǒng)計(jì)Tab.8 Economic statistics

圖8 2010—2015年油田集輸處理生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Fig.8 Oilfield gathering and transferring process production data statistics in 2010 to 2015

5 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

通過(guò)常溫集輸技術(shù)研究及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，彩南油田80.6%的常開(kāi)油井實(shí)施了常溫集輸，計(jì)量站基本全面實(shí)施了常溫集輸。經(jīng)濟(jì)效益統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表8。

6 結(jié)束語(yǔ)

彩南油田采出液常溫集輸判斷方法和實(shí)施流程的建立為油田的常溫集輸提供了理論和操作依據(jù)，配套技術(shù)的研究為油田的常溫集輸提供了技術(shù)保障。

多效藥劑的研發(fā)為擴(kuò)大常溫集輸實(shí)施范圍提供了技術(shù)支撐，單井加熱控制方式的改進(jìn)在節(jié)能降耗最大化的同時(shí)，為常溫集輸井提供了安全保障。